Способ строительства скважины


 


Владельцы патента RU 2429338:

Газизов Алмаз Шакирович (RU)
Газизов Айдар Алмазович (RU)
Открытое Акционерное Общество "ИДЖАТ" (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважин. Технический результат - стабилизация глинистой фракции раствора, предотвращение кольматации продуктивного пласта, увеличение проходки на долото и скорости бурения. В способе строительства скважины, включающем бурение основного ствола на буровом растворе и вскрытие продуктивного пласта на растворе для вскрытия продуктивного пласта, в качестве раствора для вскрытия продуктивного пласта используют буровой раствор с добавкой реагента РМД-5 в количестве от 2 до 50 мас.%. Причем бурение основного ствола при бурении зон осложнений проводят с использованием бурового раствора с добавкой реагента РМД-5 в количестве от 2 до 50 мас.%, бурение основного ствола при наличии множественных зон осложнений проводят с использованием бурового раствора с добавкой реагента РМД-5 в количестве от 2 до 50 мас.%. 2 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважин.

Известен способ строительства скважины, в котором бурение основного ствола проводят на глинистом растворе или технической воде, а вскрытие продуктивного пласта - на технической воде с добавкой поверхностно-активного вещества (Патент РФ №2393320, опубл. 27.06.2010).

К недостаткам этого способа можно отнести следующее: он не обладает достаточной гидрофобизирующей и декольматирующей способностью, делает обработку продолжительной, продуктивность скважин при вводе их из бурения в эксплуатацию остается невысокой.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ строительства скважины, согласно которому вскрывают вышележащие пласты на неаэрированном буровом растворе повышенной плотности, а продуктивный пласт вскрывают с применением аэрированного бурового раствора с установлением его плотности, минимально достаточной по условиям бурения для обеспечения противовыбросовых мероприятий. Используют полимерно-карбонатный буровой раствор. С неаэрированного бурового раствора на аэрированный переходят при подходе к продуктивному пласту путем введения в него кальцинированной соды, поверхностно-активного вещества типа неонол и воздуха всасыванием из атмосферы. После прохождения продуктивного пласта проводят деаэрацию бурового раствора вводом в него триполифосфата натрия и вскрывают нижележащие пласты, формируют зумпф и проводят промывку скважины (патент РФ №2253729, опубл. 10.06.2005 - прототип).

Недостатком известного способа является применение аэрированного бурового раствора, опасность выброса из скважины продуктов бурения и фактическое ограничение применения способа лишь на залежах с аномально низким пластовым давлением, а также малая скорость проходки на долото и малая скорость бурения, малая стабилизация глинистой фракции раствора и высокая кольматация продуктивного пласта.

В предложенном изобретении решается задача увеличения проходки на долото и скорости бурения, стабилизации глинистой фракции раствора, предотвращения кольматации продуктивного пласта.

Задача решается тем, что в способе строительства скважины, включающем бурение основного ствола на буровом растворе и вскрытие продуктивного пласта на растворе для вскрытия продуктивного пласта, согласно изобретению в качестве раствора для вскрытия продуктивного пласта используют буровой раствор с добавкой реагента РМД-5 в количестве от 2 до 50 мас.%.

Бурение основного ствола при бурении зон осложнений проводят с использованием бурового раствора с добавкой реагента РМД-5 в количестве от 2 до 50 мас.%.

Бурение основного ствола при наличии множественных зон осложнений проводят с использованием бурового раствора с добавкой реагента РМД-5 в количестве от 2 до 50 мас.%.

Сущность изобретения

Вскрытие продуктивного пласта является самым ответственным этапом в процессе строительства скважин, определяющих длительность и эффективность их эксплуатации. Одним из существенных факторов ухудшения фильтрационно-емкостных характеристик околоскважинного пространства является проникновение фильтрата бурового раствора и тонкодисперсных частиц глины в продуктивные пласты с высокой и низкой проницаемостью, что приводит к существенному снижению проницаемости околофильтровой части пласта (скин-эффект). Причем глубина проникновения фильтрата бурового раствора кратно превышает глубину перфорационных каналов и глубину проникновения твердых частиц. Существующие буровые растворы не решают эту задачу или решают частично. Облегченные буровые растворы не обеспечивают противовыбросовых мероприятий, а водные расворы способствуют гидрофилизации околоскважинной зоны.

В предложенном изобретении решается задача обеспечения вскрытия продуктивного пласта нефтяной скважины с любым пластовым давлением за счет повышения поверхностной активности фильтрата бурового раствора, гидрофобизации поверхности породы, увеличения проходки на долото и скорости бурения, стабилизации глинистой фракции раствора, предотвращения кольматации продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.

При строительстве скважины бурят основной ствол на буровом растворе. Бурение продуктивного пласта ведут на растворе с добавкой реагента многофункционального действия РМД-5 в количестве от 2 до 50% (масс.).

Реагент многофункционального действия РМД-5 выпускается по ТУ 458-017-26761699-2007 и представляет собой композиционную смесь на водной основе, в которой содержатся щелочные электролиты ЩСПК-М (ТУ 2432-001-42129794-2001), гидрофобизирующая присадка (ТУ 9197-039-00335215-2004), натрия полифосфат технический (ГОСТ 20291-80) и/или монтмориллонит, диспергированный до размера частиц от 10 до 200 нм. Могут быть добавлены поверхностно-активные вещества.

РМД-5 - это жидкость коричневого цвета со специфическим запахом, плотностью 1050-1150 кг/м3, с концентрацией водородных ионов рН 8-12,5. В качестве основы бурового раствора может быть использован любой применяющийся на практике раствор, например глинистый, полимер-карбонатный, естественная водная суспензия, минерализованная вода, нефть и пр.

Технология введения реагента РМД-5 в качестве добавки к буровым растворам проста и универсальна. Вводят реагент РМД-5 в количестве от 2% до 50% на стадии приготовления бурового раствора на промыслах и на предприятиях. Скорость осаждения раствора с РМД-5 в два раза ниже, что доказывает его стабилизирующую способность, снижается жесткость фильтрата на 20% и более, т.е. возможно регулирование концентрации водородных ионов. Снижается вязкость растворов на 15% и более. Время реагирования реагента РМД-5 с компонентами бурового раствора 1,5-2 часа (при перемешивании).

Предлагаемая добавка к буровым растворам - реагент РМД-5 позволяет решить одну из основных задач при сооружении нефтяных скважин - обеспечить максимальную продуктивность скважин при вводе их из бурения в эксплуатацию в результате увеличения поверхностной активности фильтрата бурового раствора до 40%, гидрофобизации поверхности породы, стабилизации глинистой фракции раствора, предотвращении кольматирования продуктивного пласта. РМД-5 обладает отмывающими свойствами, что позволяет освобождать и удалять задержанные глинистые частицы из пор-ловушек и другие загрязнители, попавшие в пласт при бурении или подземном и капитальном ремонте скважин. Добавка реагента РМД-5 к буровым растворам позволяет увеличить проходку на долото и скорость бурения - снижает коэффициент трения до 33%, увеличивает срок службы оборудования, регулирует рН раствора - снижает жесткость фильтрата бурового раствора.

Реагент РМД-5 при добавлении в буровые растворы улучшает поверхностную активность фильтрата бурового раствора на 15-40%, что приводит к улучшению фазовой проницаемости для нефти при проникновении фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт и, как следствие, обеспечит максимально возможную продуктивность скважины при вводе ее из бурения в эксплуатацию. Применение в буровых растворах реагента РМД-5 позволяет ускорить процесс разглинизации и декольматации продуктивного пласта.

Введение реагента РМД-5 в буровой раствор предотвращает потерю циркуляции раствора при бурении, облегчает операции по последующему удалению фильтрата из зоны проникновения путем уменьшения капиллярных давлений, предотвращает прихват буровой колонны. Вывод сделан на основании полученных значений при введении реагента многофункционального действия РМД-5 в буровой раствор, снижается показатель условной вязкости на 22%, пластической вязкости на 66,7%, причем плотность раствора увеличивается на 1%.

Снижение динамического напряжения сдвига на 60% бурового раствора с РМД-5 характеризует снижение степени притяжения между глинистыми частицами, то есть происходит потеря напора при движении, что является косвенным доказательством декольматирующего действия нефтеносных пластов при проникновении в них бурового раствора и снижения липкости корки.

Реагент РМД-5 способствует стабилизации буровых растворов, адсорбируясь на элементах структурированных глинистых образованиях, реагент создает расклинивающее давление, обусловленное сольватационно-адсорбционными слоями, что способствует ослаблению структурно-механических связей в глинистой структуре (статическое и динамическое напряжение сдвига) и при создании градиентов давления ПЗП диспергирует или деструктирует глинистые агрегаты. Скорость осаждения бурового раствора с введенным реагентом РМД-5 в два раза ниже, что доказывает его стабилизирующую способность.

Реагент РМД-5 способствует снижению набухания частиц глин, за счет подбора химреагентов в таком составе происходит вытеснение натриевых катионов из глинистых отложений, натриевая глина переходит в кальциевую, а это способствует снижению гидратации и набухания, уменьшает выпучивание и обвалы пород. При катионном обмене активизируются ранее пассивные участки глин. Адсорбция на глинистых частицах катионингибирующего реагента РМД-5 снижает набухаемость глин, повышает устойчивость к увлажнению.

Введение реагента РМД-5 в буровой раствор позволяет добиться синергетического эффекта, т.е. усилить ингибирующую составляющую промывочной жидкости, при этом каждый реагент дополняет друг друга, усиливает крепящие свойства бурового раствора.

Показатель статического напряжения сдвига бурового раствора с РМД-5 уменьшается на 99,6-100%, что показывает снижение усилия, которое нужно приложить, чтобы вывести буровой раствор из состояния покоя.

Т.к. при добавлении РМД-5 удельное электросопротивление раствора снижается на 38%, коэффициент скольжения корки снижается до 12,5%, введение реагента РМД-5 в буровой раствор снижает износ долота и увеличивает скорость бурения.

Реагент РМД-5 облегчает операции по последующему удалению фильтрата из зоны проникновения путем уменьшения капиллярных давлений, повышает проникающую способность водной среды - этим способствует завершению процессов снижения величины удельной поверхностной энергии породы до объемного разрушения долотом горной породы, усиливает противостояние износу долота.

Введение реагента РМД-5 в буровые растворы различной природы снижает межфазное натяжение в системе «фильтрат бурового раствора - керосин» в 2-4 раза.

Добавка реагента РМД-5 в глинобентонитовый буровой раствор позволяет увеличить в 1,2 раза продуктивность скважин при вводе их из бурения в эксплуатацию за счет гидрофобизирующих свойства фильтрата бурового раствора и низких значений межфазного натяжения в системе нефть - фильтрат бурового раствора.

Введение реагента РМД-5 регулирует рН бурового раствора, снижает жесткость фильтрата бурового раствора, соответственно водоотдачу и вязкость раствора.

Реагент РМД-5 стабилизирует глинистую фракцию бурового раствора, скорость осаждения бурового раствора с РМД-5 в два раза ниже контрольного.

Реагент РМД не взаимодействует с выбуренной породой и сохраняет циркулирующую способность бурового раствора в процессе насыщения его выбуренной породой.

Снижает коэффициент трения до 33% за счет низкого межфазного натяжения в системе, что увеличивает срок службы оборудования.

Реагент РМД-5 возможно рекомендовать для водяной ванны (песчаники, пески) с целью ликвидации прихватов бурильной колонны.

Применение реагента РМД-5 позволяет осуществлять управляемую коагуляцию, поддерживать показатель рН-среды в требуемых пределах, регулировать структурно-реологические, фильтрационные показатели и оптимальный уровень лиофильности.

Технический результат: при использовании добавки РМД-5 к буровым растворам достигается улучшение кэффициента восстановления первоначальной проницаемости, за счет высокой поверхностной активности фильтрата бурового раствора, повышение ингибирующей и гидрофобизирующей способности фильтрата бурового раствора при одновременном улучшении его крепящих, смазочных и противоприхватных свойств и, как результат, - улучшение фильтрационно-емкостных характеристик околоскважинного пространства, что позволяет обеспечить максимальную продуктивность скважин при вводе их из бурения в эксплуатацию.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют строительство нефтедобывающей скважины. Бурят основной ствол на глинистом буровом растворе плотностью 1,18 кг/м3. Вскрытие продуктивного пласта начиная с отметки 1680 м проводят на глинистом растворе с добавкой 50% (масс.) реагента многофункционального действия РМД-5. После строительства скважины исследуют скважину на приток. Скважина обеспечивает максимально возможную продуктивность 30 м3/сут. Опыт строительства скважин на данном участке залежи показывает, что достигнутая продуктивность является максимальной. Прочие скважины, пробуренные без применения РМД-5, имеют продуктивность на 20-30% меньше.

Пример 2. Выполняют строительство нефтедобывающей скважины.

Бурят направление до глубины 45 м долотом диаметром 490 мм с применением глинистого бурового раствора плотностью 1,18 кг/м3. Проводят спуск и цементирование обсадной колонны труб в направлении.

Через направление бурят промкондуктор долотом диаметром 393,7 мм. Начиная с глубины 75 м проявляется эффект прихвата. Используют в качестве бурового раствора минерализованную воду плотностью 1,18 г/см3 с добавкой 12% (масс.) реагента многофункционального действия РМД-5. При бурении под промкондуктор каждые 12 м выполняют шаблонировку. Проходят интервал проявления прихвата без осложнений. После глубины 120 м эффект прихвата не проявляется. Бурят промкондуктор до глубины 250 м. После бурения промкондуктора спускают колонну обсадных труб и цементируют затрубное пространство.

Через промкондуктор бурят кондуктор с применением минерализованной воды плотностью 1,18 кг/м3 до глубины 500 м долотом диаметром 295,3 мм, спускают колонну обсадных труб и цементируют (крепят) затрубное пространство.

Через кондуктор бурят основной ствол скважины с применением минерализованной воды плотностью 1,18 кг/м3 долотом диаметром 215,9 мм до проектной отметки 1680 м. При бурении с отметки 1680 м используют в качестве бурового раствора минерализованную воду плотностью 1,18 г/см3 с добавкой 12% (масс.) реагента многофункционального действия РМД-5.

После строительства скважины исследуют скважину на приток. Скважина обеспечивает максимально возможную продуктивность 30 м3/сут. При прохождении зоны прихвата бурового инструмента не отмечено явлений прихвата.

Пример 3. Выполняют строительство нефтедобывающей скважины глубиной 1750 м. Бурение скважины осложнено множественными осложнениями в виде зон прихвата, зон поглощения раствора, зон осыпания (кавернообразования и т.п.). Бурят всю скважину с применением в качестве бурового раствора минерализованной воды плотностью 1,18 г/см3 с добавкой 2% (масс.) реагента многофункционального действия РМД-5. В результате удается пробурить скважину без существенных осложнений. Скважина обеспечивает максимально возможную продуктивность 30 м3/сут.

Применение предложенного способа позволит решить задачу обеспечения противовыбросовых мероприятий при бурении скважины на залежи с любым пластовым давлением, гидрофобизации поверхности породы и предотвращение кольматации продуктивного пласта продуктами бурения и глиной.

1. Способ строительства скважины, включающий бурение основного ствола на буровом растворе и вскрытие продуктивного пласта на растворе для вскрытия продуктивного пласта, отличающийся тем, что в качестве раствора для вскрытия продуктивного пласта используют буровой раствор с добавкой реагента РМД-5 в количестве от 2 до 50 мас.%.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что бурение основного ствола при бурении зон осложнений проводят с использованием бурового раствора с добавкой реагента РМД-5 в количестве от 2 до 50 мас.%.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что бурение основного ствола при наличии множественных зон осложнений проводят с использованием бурового раствора с добавкой реагента РМД-5 в количестве от 2 до 50 мас.%.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу вскрытия нефтегазовых пластов многоствольными горизонтальными скважинами. .
Изобретение относится к способу бурения туннеля в твердой породе. .

Изобретение относится к горной промышленности к составам буровых растворов для первичного вскрытия продуктивных пластов с аномально низкими пластовыми давлениями и к составам жидкостей для вызова притока при освоении нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и найдет применение при подготовке ствола скважины к креплению.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при бурении скважины на депрессии. .
Изобретение относится к области горного дела, а именно к способам заканчивания скважин и вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения. .
Изобретение относится к горной, горно-строительной и строительной промышленности и может быть использовано при разбуривании твердых пород или бетонов алмазным инструментом в геологоразведке и строительстве.

Изобретение относится к области оборудования для бурения скважин с очисткой забоя пеной, в частности, представляет собой буровую установку, оснащенную комбинацией из двух компрессоров, используемых при приготовлении пены.

Изобретение относится к области бурения скважин и может быть использовано при бурении скважин на нефть и газ при отрицательном дифференциальном давлении. .

Изобретение относится к пенному буровому раствору, способам его получения и применения
Изобретение относится к области бурения нефтегазовых вертикальных и наклонно-направленных скважин в сложных геологических условиях

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное. Способ включает получение состава для обработки приствольной зоны на водной основе, содержащего указанную выше добавку, введение состава в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение указанного выше бурового раствора, введение его в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение внутрифильтрового загустителя, содержащего указанные выше текучую среду на водной основе и добавку, размещение загустителя в подземной формации между фильтром с гравийным пакерованием и участком подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля потери текучей среды, снижение остаточного повреждении. 4 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 13 пр.

Группа изобретений относится к области бурения с использованием в качестве очистного агента газообразных текучих сред. Способ включает циркулирование системы буровой жидкости и эффективного количества пенообразующей композиции, состоящей из пенообразующего агента и стабилизирующего полимера, добавление газообразного агента в жидкость со скоростью, достаточной для образования пенного бурового раствора, и удаление вспененной буровой жидкости из скважины. Бурение осуществляют на саморазрушающейся пене, которую подают в скважину по замкнутому циркуляционному циклу посредством прокачивания через установку для циркуляции и регенерации саморазрушающейся пены путем нагнетания саморазрушающейся пены в колонну бурильных труб, направления потока саморазрушающейся пены со шламом горной породы после выноса из скважины по желобной системе в отстойник на регенерацию, выдерживания в отстойнике до саморазрушения, возвращения на стадию добавления газообразного агента для повторного вспенивания и возвращения в скважину. В качестве пенообразующей композиции используют композицию саморазрушающейся пены на основе карбамидных смол, предварительно модифицированных хлоридом аммония, сульфанола, хлоридов металлов второй группы и воды. Обеспечивает высокие показатели технических характеристик пены таких, как период полураспада и кратность пены, а также стабильность и устойчивость пены, улучшение экологической обстановки вокруг скважины, снижение себестоимости работ. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 ил., 9 табл.
Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения. Способ включает получение указанной выше композиции стабилизированной эмульсии и помещение ее в подземный пласт в качестве части подземных работ. Способ включает получение указанной выше композиции и бурение скважины в подземном пласте с ее использованием. Способ получения указанной выше композиции включает: получение маслянистой текучей среды, получение указанной текучей среды, получение стабилизирующего эмульсию агента, включающего первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения, и объединение маслянистой текучей среды, текучей среды и стабилизирующего агента с формированием композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - улучшение стабильности эмульсии и снижение количества стабилизирующего агента. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности для строительств пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях. Технический результат- возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям без ограничения величины зенитного угла, по песчаникам под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин. В способе строительства горизонтальных скважин в интервалах неустойчивых отложений, включающем проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола, с использованием технологических приемов при проходке и бурении в неустойчивых отложениях, проходку вертикального участка и участков с набором зенитного угла до 70° ведут с использованием полимер-эмульсионного бурового раствора на водной основе - БРВО, а проходку участков с зенитными углами более 70° и бурение горизонтального ствола, представленного как устойчивыми - карбонатными, так и неустойчивыми - терригенными породами, ведут с использованием бурового раствора на углеводородной основе - БРОУ, часть которого, в объеме открытого пробуренного ствола, при достижении проектной глубины заменяют путем инверсии фаз на БРВО, который прокачивают по стволу скважины, в качестве технологических приемов используют перевод БРВО в БРУО и обратно в БРВО инверсией фаз в процессе бурения, перевод БРВО в БРУО выполняют смешением БРВО с инвертором А - смесью углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии, активным действующим началом которого является НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ не более 10, при объемном соотношении углеводородная жидкость : указанный эмульгатор 14÷19:1 соответственно, инвертор А добавляют в количестве 28-35 об.%, а последующий перевод БРУО в БРВО осуществляют добавлением к нему инвертора Б-смеси эмульгатора прямой эмульсии, активным действующим началом которого являются НПАВ на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с ГЛБ 11-14, с диоксановыми спиртами с массовой долей гидроксильных групп 15-36%, при объемном соотношении указанный эмульгатор: спирты 2÷3,5:1 соответственно, инвертор Б добавляют к БРУО в количестве 1,75-4 об.%. По другому варианту указанные проходку и бурение горизонтального ствола, представленного устойчивыми карбонатными породами, ведут с использованием БРОУ, а проходку участков в надпродуктивном интервале с зенитными углами более 70° ведут с БРВО, после достижения проектной глубины горизонтального ствола БРВО прокачивают по стволу скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н.п. ф-лы, 12 з.п. ф-лы, 7 табл.
Изобретение относится к пенообразующим составам многоцелевого назначения, предназначенным для получения пены низкой, средней и высокой кратности с использованием пресной и жесткой воды в концентрации 1 об.%, 3 об.% и 6 об.%. Изобретение может найти применение при пожаротушении, в частности при тушении пожаров классов А и В, при инертизации горных выработок, для подавления пыли в местах ее возникновения и т.д. Пенообразующий состав содержит натриевые соли алкилсульфатов первичных высших жирных спиртов фракции C8-C10 и натриевые соли α-олефинсульфонатов фракции C14-C16, взятые в массовом соотношении 100:(22-36), и воду. Технический результат изобретения - повышение устойчивости пены (время истечения 50% объема жидкости из пены) до 215-280 с, уменьшение общего содержания ПАВ в концентрате пенообразователя и снижение его вязкости при 20°С до уровня 25-40 мм2·с-1. 4 з.п.ф-лы, 3 табл.,16 пр.

Изобретение относится к бурению нефтяных скважин. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Композиция состоит из продукта реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что она не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Буровой раствор на нефтяной основе содержит указанную выше композицию. Технический результат - повышение эффективности регулирования реологии в широком температурном диапазоне при горизонтальном бурении и для глубоководных участков. 8 н. и 39 з.п. ф-лы, 4 пр., 5 табл.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к способам вскрытия скважинами продуктивных горизонтов. Способ включает спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом и контейнерами с манометрами. После промывки ствола проводят исследования по установлению режимов бурения на депрессии, для чего после начала круговой циркуляции промывочной жидкости с газообразным агентом поочередно создают не менее трех обеспечивающих создание депрессии режимов подачи аэрированной промывочной жидкости. На всех режимах замеряют величины давлений, фиксируют время и устанавливают потери давления в интервале от места установки манометра до устья. По полученным данным строят график, по которому устанавливают требуемый режим подачи промывочной жидкости и газообразного агента. Режим поддержания забойного давления и заданной величины депрессии подбирают таким образом, чтобы обеспечить постоянную величину депрессии при вскрытии пласта по всей толщине регулированием забойного давления путем дросселирования циркуляции на выкидной линии, величину которого рассчитывают для всех видов буровых работ с учетом стадии разработки залежи. Для условий только разбуриваемых залежей колебания давления компенсируют дросселированием выкидной линии, величину которого для каждого вида буровых работ определяют расчетным путем. Для условий длительно эксплуатируемых залежей величину давления дросселирования определяют в оперативном порядке путем прямых замеров забойного и пластового давлений в режиме реального времени. Повышается качество вскрытия продуктивных пластов, сокращается время вскрытия, исключаются аварийные ситуации при проходке. 1 ил.
Наверх